机组启动试运行范文

2022-06-13

第一篇：机组启动试运行范文

机组启动试运行方案

马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

马边烟峰电力有限公司烟峰电站

机组启动试运行方案

批准：__________

核准：__________

审核：__________

编写：__________

马边烟峰电力有限公司二OO九年十一月十六日

- 1马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

(六)机组自动开、停机试验.........................................14

(七)发电机定、转子绝缘检查.......................................15

(八)发电机短路升流试验 ..........................................15

(九)发电机零起升压试验...........................................16

(十)发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17

七、主变及高压配电装置试验.........................................18

(一)主变及高压配电装置短路升流试验...............................18

(二)发电机带主变零起升压试验.....................................18

八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19

(一)组织领导............................................19

(二)试验前应具备的条件..................................19

(三)110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20

(四)1号主变全压冲击试验..........................................21

九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21

十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22

(一)发电机同期并列试验............................................22

(二)线路准同期并列试验............................................22

(三)测保护极性..........................................23

(四)带负荷试验....................................................23 十

一、甩负荷试验....................................................24

(一)机组甩负荷应具备的条件........................................24

(二)机组甩负荷试验内容............................................24 十

二、调速器低油压停机试验..........................................25 十

三、动水关蝶阀试验................................................26 十

四、机组七十二小时试运行..........................................27

- 3马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

充水条件。

4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。

5、机组启动委员会已成立，组织机构健全。

6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。

四、机组启动试运行前的检查

(一)引水系统检查

(1)进水口拦污栅、事故闸门、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。

(2)引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。

(3)两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求;两台机蝶阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。

(4)蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。

(5)尾水闸门及启闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。

(6)尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。

上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，进人门密封应处理严密。

(二)水轮机部分检查

(1)水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。

(2)水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。

(3)测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。

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风闸投入。

6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。

7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。

8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。

9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。

10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。

11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。

12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。

13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。

14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。

(五)辅助设备检查

1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

2、低压空压机自动启、停正常;储气罐安全阀调试合格，整定正确;压力传感器接线完成、调试合格;管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

4、油处理室备有足够的、合格的透平油。

5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。

6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。

7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。

8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。

9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产

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3.3.7全厂公用设备操作回路(包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等)。

3.3.8 机组同期操作回路。 3.3.9 火灾报警信号及操作回路。

3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。

4、检查下列微机保护装置

4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。 4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。 4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。 4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。 4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。

(七)消防系统的检查：

1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。

2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。

3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。

4、灭火器已按设计要求配置。

5、消防系统通过公安消防部门验收合格。五

充水试验

(一)水库蓄水

1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠。

2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。

3、确认进水口闸门已关闭严密。

4、全关1#、2#、3#弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。

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2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。

3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。

4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。

(四)技术供水系统充水试验

开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。

(五)蝶阀静水动作检查

1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。

2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。

六、机组空载试运行

(一)启动前的准备

1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。

3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。

4、机组启动交直流电源投入。

5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压(空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥);低压气系统投入，制动柜气压正常。

6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。

7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。

8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。

9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。

10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。

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3、检查转速继电器动作情况。

4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。

5、检查风闸磨损和自动下落情况。

6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。

7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。

(四)调速器空载试验

1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。

2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。

3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。

4、调速器空载扰动试验应符合下列要求： (1)扰动量不超过±8%;

(2)转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%; (3)超调次数不超过两次。

(4)调节时间应符合规程或设计规定。通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。

5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。

6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。

(五)机组过速试验及检查

1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。

2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。

3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。

4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点

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3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。 3.5检查制动闸复归情况。

4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可靠性。

(八)发电机定、转子绝缘检查

1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度(测温制动屏上不大于65℃)。

2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。

(九)发电机短路升流试验

1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。

2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点(自制短路线)。

3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。

4、投入水机各保护装置。

5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。

6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。

7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。

8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。

9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。

10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。

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10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。

(十一)发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验

1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。

2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：

(1)自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。

(2)发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。

3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形;检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。

5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：

5.1手动开机至空载额定转速。

5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。 5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。

5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。

6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。

7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。

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3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。

4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：

4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。

4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。

5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。

6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。

八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验

(一)组织领导

110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所(以下简称地调)、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：

1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。

2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。

3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。

(二)试验前应具备的条件：

1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。

2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。

3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。

4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、

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检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。

(四)1号主变全压冲击试验

1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的，试验的操作程序如下：

1、断开#

1、#2发电机09

1、092断路器，拉开#

1、#2发电机09

1、092断路器手车至试验位置。

2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。

3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。

九、10kV母线、#1厂变冲击试验

主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。

(一)10kV母线冲击试验

断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。

(二)#1厂变冲击试验

(1)拉开#1厂变低压侧断路器。

(2)合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。

(3)#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。

冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。

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4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。

5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。

6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。

7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。

(三)测保护极性

1、确认烟峰电站发电机组(1号、2号)与系统侧核相正确;

2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护;

3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入;

4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入;

5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25%以上的额定负荷(如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试);

6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确;

7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。

8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入;

9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。

(四)带负荷试验

在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。

1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：

(1)检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度;

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(二)机组甩负荷试验内容

1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100%(或当前水头下可能的最大负荷)进行;录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。

2、并网及甩负荷用发电机出口断路器09

1、092进行。

3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。

4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：

(1)记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置(导叶位置)、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。

(2)记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。

(3)在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。

(4)机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。

(5)机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：

A、机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过两次。

B、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%为止，所经历的总时间不应大于40S。

C、转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2S。 (6)机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。

5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。十

二、调速器低油压停机试验

调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和

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移。

十四、水轮发电机组72h带负荷试运行

1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷(或当前水头下的最大负荷)连续试运行条件。

2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。

3、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。

5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。

4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备移交，即可投入试生产。

马边烟峰电力有限责任公司二OO九年十一月十六日

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第二篇：5、机组启动试运行的请示

关于汉南区新沟补源泵站工程举行机组启动试运行的

请

示

武汉市汉南区新沟补源泵站工程项目部：

经过我公司近6个月的施工现已完成新沟补源泵站工程任务的绝大部分，为检验我公司机电设备安装水平与运行状况，保证新沟补源泵站工程汛期顺利排涝，拟进行新沟补源泵站工程主机组及辅助设备的试运行工作，并已合格完成以下工作：

1、机电设备安装已完成，并经静态调试合格。

2、水泵、电动机已安装完成，并完成静态调试，满足机组试运行要求;

3、油、气、水辅助设备已安装完成，经调试合格可以投运;

4、其它电气设备(如高、低压柜)已安装完成，并经验收合格;

5、用电系统安装已完成，满足试运行要求;

6、进出水流道土建、金属结构、机电设备施工完成经调试合格;

7、水位满足试运行要求;

8、供电系统满足试运行要求。

机组试运行电气操作人员已通过培训，各运行班组人员与各项预案已制定，未完工设备已隔离，贵部机电设备已具备机组试运行条件。

特此向贵单位申请机组启动试运行，具体时间由贵单位最终讨论决定。妥否，请指示。

湖北和诚建设发展有限公司

2013年2月28日

第三篇：机组启动试运行试验大纲(电气修改)

云南明通建设监理罗松场水电站项目监理部

罗松场河一级水电站1#发电机组启动试运行试验大纲

1. 总纲

1.1 本大纲根据设计与厂家的技术文件、部颁相关规程，结合机组安装具体情况, 严格按照《水轮发电机组启动试运行规程》编制。适用于罗松场河一级水电站1#机组(以下简称1#机)及其附属设备的启动试运行试验。

1.2 1#机启动试运行应在启动委员会领导下，由项目部组织专门机构负责进行。

1.3 1#机启动试运行应在引水系统的水工建筑及金属结构经检查，设计、施工、安装、检测等原始资料及竣工图纸经审查批准后进行。

1.4 1#机启动试运行应在二台球阀、1#机及附属设备、主变及高压配电装置、二次控制、保护设备经安装、调试竣工，质量经鉴定验收，安装和试验记录经审查批准后进行。

1.5 35KV设备经安装验收合格，通讯畅通。相应二次测量、控制、保护设备调试合格，整定值按电网要求整定，质量经鉴定验收，安装、试验经审查批准后进行。

1.6 试运行中的试验项目须详细记录，作出结论。通过试运行，启动委员会应编制1#机及相关设备的验收合格证书，作为机组并网投产的依据。

1.7 试运行期间，大坝水位应保持蓄水状态，试运行前关闭冲砂孔闸门蓄水。 1.8 试运行组织机构、工作人员名单经启动委员会批准后上岗。

2. 水轮发电机组启动试运行前的检查

2.1 充水前应作下列检查，并作好相应记录。 2.1.1.引水系统的检查

2.1.1.1.进水口拦污栅应安装调试完工并清理干净检验合格。

2.1.1.2.进水口及闸门门槽已已清扫干净检验合格。全部闸门及启闭装置已安装完工,在无水情况下手动、自动操作均已调试合格,启闭情况良好,启闭时间应符合设计要求。检修及工作闸门处于关闭状态。

2.1.1.3.压力管道、蜗壳及尾水管等过水通流均已检验合格清理干净。测压头已安装好,测压管阀门、测量表计均已安装。伸缩节间隙应均匀,盘根有足够的紧量。所有进人孔的盖板均已严密封闭。

2.1.1.4.球阀及旁通阀已安装完工调试合格,启闭情况良好,处于关闭状态。油压装置及操作系统已安装完工检验合格,油泵运转正常。

2.1.1.5.支管上下弯管至球阀段、转轮室及尾水管已清扫干净。 2.1.1.6.上下喷针启闭情况良好并处于关闭位置。

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2.1.1.7.电站前池、技术水池水位测量系统安装调试合格,水位信号远传正确。 2.1.2.水轮机检查

2.1.2.1.水轮机转轮及所有部件已安装完工检验合格,喷嘴上下弯管与转轮室已检查无遗留物。

2.1.2.2.水导轴承润滑冷却系统已检查合格,油位、温度传感器及冷却水水位已调试,各整定值符合设计要求。

2.1.2.3.导水机构已安装完工检验合格并处于关闭状态,接力器锁定投入。喷针最大开度和关闭后的严密及压紧行程已检验符合设计要求。折向器信号及其他喷针保护装置检查试验合格。

2.1.2.4.各测压表、示流计、流量计、摆度、振动传感器及各种变送器均已安装完工,管路线路连接良好,通流通畅、管路中杂物已清除干净。

2.1.2.5.尾水射流补气装置已安装完工并处于关闭状态。 2.1.2.6.水轮机操作系统应具备如下条件:

①.操作系统设备已安装完工、检验合格。操作系统油压和油位正常,透平油化验合格。电气操作柜各表计指示与实际相符,各传感器及阀门均已整定符合要求。

②.进行现地和远主操作试验,操作回路正确,喷针阀动作灵活可靠。 2.1.3.发电机检查 2.1.3.1. 2.1.4.调整系统的检查 2.1.5励磁系统的检查 2.1.6.油、水、气系统的检查 2.1.7电气一次设备的检查 2.1.8.电气二次回路的检查 2.2 充水前应满足充水条件

2.2.1 前池、压力钢管、蜗壳、尾水管等进水通道全部工作结束，进人孔(门)已封堵，尾水渠清淤完毕。

2.2.2 进水口、压力前池闸门及启闭设备经安装、调试，现场及远方启闭操作试验符合要求，均处于正常关闭位置。

2.2.3

1、2 # 机球阀、旁通阀及油压装置安装调试结束，经验收合格，处于全关位置，保持正常油压，投入锁锭。

2.2.4

1、2 # 机钢管、喷针放空阀安装完毕，处于关闭位置。 2.2.5 压力钢管及球阀测压表计安装完毕，测计准确。 2.2.6 压力钢管排气孔及尾水补气管应畅通无阻塞。

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2.2.7 由于条件所限，先断开41B和42B厂用变低压侧断路器，并断开联络断路器，悬挂41B断路器、42B断路器、联络断路器禁止合闸标志牌，由原临时施工电源继续供电至厂用电屏，并增加一路临时备用电源至厂用屏的接线，在试运行期间应严格限制其它非厂用负荷，保证临时电源的可靠性，保证厂用电的电源。

2.2.8 1#机处于正常停机状态。

2.3.大坝水位在蓄水状态，开启进水口闸门充水。

2.3.1 确认前池快速闸门处于全关位置，打开大坝取水口闸门0.15~0.2米，缓慢向沉砂池充水。

2.3.2 充水过程中进水口设专人监视，并巡回检查隧洞等水工建筑承压情况及渗漏情况。

2.3.3 引水渠道、前池平压后，在静水中进行工作门的启闭操作试验，记录开启和关闭时间，试验完，闸门提至全开。

3. 压力钢管充水试验

3.1 压力钢管充水分十(一级为10m,二级为110m,三级为200m,四级为270m,五级为340m，六级为400m，七级为500m，八级为660m，九级为充水平压)级进行，每级稳压观察不少于30min。

3.2 开启前池进水闸门50~80mm，缓慢向钢管充水，充至第1级10m，关闭进水闸，稳定后再开进水闸门进入第2级，记录每级充水时间。

3.3 各级监视钢管伸缩节、

1、2号机球阀密封、旁通阀的承压渗漏情况，监视厂内测量表计指示应正常。

3.4 钢管充水平压后，静水中进行现地及远方对进水闸门的启闭操作试验，记录开启和关闭的时间，动作正常后，进水闸门提至全开。

3.5 埋管充水过程中，对每个级段充水均测记压力及渗漏情况，检查焊缝及紧固伸缩节压紧螺栓。

3.6 充水中应巡回检查、各伸缩节、支、镇墩、厂内、后边坡均正常无渗漏。第一次充水后,引水明渠、压力前池及压力钢管均应放空检查清理,然后方可进行第二次充水。

4. 机组充水试验

4.1 机组充水是1#机启动试运行正式开始，必须检查确认具备下列条件： 4.1.1 确认1# ，2# 机球阀、旁通阀全关无渗漏，锁锭投入;操作油压正常，油质化验合格;电源正常投入，表计、信号指示正确。

4.1.2喷针开关操作正常，处全关位置，进人门(孔)关闭。 4.1.3 确认尾水渠清淤完毕。

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4.1.4 确认水轮机导水机构全关，接力器锁锭投入。导油槽油位正常，油质合格。冷却器经充水试验无渗漏，前盖、主轴密封自流排水畅通。

4.1.5 水机各测压管道畅通，测量表计指示正确，安全可靠。

4.1.6 确认调速系统手、自动开停机，事故停机操作正确、可靠，调速器、接力器、导水机构三者联动动作灵活平稳，满足机组启动运行要求，处正常停机状态。

4.1.7 调速器油压装置油泵手、自动运行正常，压力、油位正常，油质合格。表计、阀门按要求整定，漏油装置使用正常。油系统管路、阀门各处无渗漏，交直流电源正常投入。

4.1.8 发电机机坑内部清洁，无任何遗留工具和杂物。油槽油位正常，油质合格。制动闸投入，机组正常停机待令。

4.1.9 高低压气机投入正常使用，1#机气系统充气压力正常，无渗漏，与2#机连通气管已关闭。

4.1.10 技术供水池已充水，供水泵投入正常，机组冷却水系统经试验满足机组运行要求，闸阀、管路无渗漏。

4.1.11 厂内外排水管路畅通，排水能力满足要求。

4.1.12 确认1#机电气一次设备，升压站经安装、试验完工，满足机组运行要求。

4.1.13 确认升压站电气设备、1#机及公用部分电气二次设备、水机保护、自动操作及信号回路均联动模拟试验动作正确可靠。

4.1.14 试运行正常后，可经主变倒送电，通过35KV母线带42B供厂用电，在400伏侧，由运行人员手动切换。应确保安全可靠。

4.1.15 设计的消防水系统取发电尾水水源所供技术供水池，应具备水源可靠，所有消防管路、器具均已具备安全使用条件，对现有灭火器进行检查，确保厂内消防设施完善。

4.1.16 完善厂内工作照明，通讯设施投入正常使用，试运行指挥、联络信号完善。

4.1.17 厂内场地已清理，交通道路畅通，清洁卫生满足运行要求。 4.1.18 试运行组织机构健全，人员分工明确，全额到岗。 4.2 蜗壳充水

4.2.1 打开球阀的旁通阀向蜗壳充水，记录蜗壳进水至平压的时间，监视蜗壳压力的上升。

4.2.2 检查球阀、旁通阀组合面及伸缩节的渗漏情况。 4.2.3 观察主轴密封、前盖自流排水有无变化。

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4.2.4 蜗壳充水到平压后，静水现地操作开关球阀试验，检查活门动作灵活与平稳，记录开关时间。再作机旁自动操作启闭试验，确认试验满足要求，球阀置全开位置，投入锁锭，旁通阀关闭。

5. 机组空载运行试验

5.1 确认机组充水试验中出现的问题已经处理完结，充水处于正常状态，作好了机组启动的准备。

5.1.1 主机周围及各层场地清理干净，吊物孔封堵，通道畅通。通讯指挥信号投入使用，运行试验人员已进入岗位。

5.1.2 外接测量仪器仪表已接线正确，调整就位，确认指示正确。 5.1.3 各部轴承冷却水投入，水压正常，润滑油位正常。调速器油泵投入自动，压力正常。

5.1.4 发电机出口断路器手车处于试验断开位置，断路器外侧三相短路接地。

5.1.5 发电机电气保护退出，球阀、水机控制保护信号回路、测温系统投入。 5.1.6前池水位、球阀水压值、各部轴承温度值均记录无误。

5.1.8 发电机空气间隙无遗留杂物，转子滑环碳刷已拔出，并绑扎牢固。 5.1.9手动加入轴承润滑油使瓦面形成油膜，制动闸全部落下。 5.2 首次手动启动试验

5.2.1 手动拔出导叶接力器锁锭。

5.2.2 确认各部位正常后,手动开启导叶,机组启动，缓慢升速至50%，停留约1分钟，如无异常，则升速至额定值，记录机组启动和空载开度。

5.2.3 维持机组额定转速下稳定运行，监测和记录下列数据。 a. 测记水导、发导、滑环摆度，轴承、定子的轴向、径向振动。 b. 监视发导、水导、轴承瓦温、每5分钟记录一次温度。监视各油槽油位应正常，无甩油、渗油。

c. 检查记录球阀、喷针、水机密封渗漏情况。 d. 测记发电机残压、相序。

e.测量轴承，定子机座的振动值。如果振动值超标,应考虑做转子动平衡试验。

f. 用外测频仪精确测定机组转速，校验调速器频率显示及转速信号装置。 5.2.4 机组空转条件下，调速系统的初步检查。

a. 检查电磁阀、主接力器活塞的振动应正常，频率给定调整范围应符合要求。

b. 进行手动和自动切换时，接力器应无明显摆动。自动调节时，机组转速

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相对摆动值不应超过额定转速的±0.15%。

c. 记录油压装置手动和自动状态油泵打油时间及工作周期。

d.进行调速器空载扰动试验(并要明确应符合的要求 ),手动停机及停机后的检查。

5.2.5. 机组空转运行状态下，各项试验与检查结束，轴瓦温度稳定，机组运行正常的条件下，进行机组过速度试验。

a. 将转速信号装置115%和140%的接点从水机保护回路解除。

b. 机组手动升速至115%额定值，调校接点接通后，继续升速至140%额定值，在设计保护整定值下调整接点接通，迅速手动降速至额定值。

c. 试验中监视记录各部摆度、振动、温升、转速的最高值，密切监视机组各部、调速器、油压装置应无异常。

5.2.6 机组手动停机试验

a. 以手动方式均匀关闭导叶，记录导叶关至0位到转速降至35%额定值的时间，校准转速继电器35%接点，手动投入制动。

b. 记录制动开始到机组完全停稳的时间，解除制动，检查风闸落下情况，投入接力器锁锭。

5.2.7 停机后的检查和处理

a. 全面检查机组转动部分螺丝、销钉、锁片、键、磁极引线等有无松动异常，焊缝有无开裂、脱落异状。

b. 检查发电机前、后挡风板、挡风环、转子风扇有无松动、螺钉脱落异状。 c. 检查制动闸板磨损情况及动作的灵活性。 d. 检查各油槽油位及浮子继电器接点是否正常。

6. 自动开机及发电机短路升流试验

6.1 试验前应具备的条件

6.1.1 在1#发电机出口断路器内侧装设三相短路线，跳开发电机出口断路器，并使手车处于试验断开位置;2#发电机出口断路器手车处于试验断开位置;。

6.1.2 调速器手、自动切换置“自动”位，功给置“空载”位，频给置“额定”位，调速器的参数选定空转最佳位置。

6.1.3 转速信号装置115%、140%接点联线已恢复。调速器主令开关“空载”接点已根据手动运行的开度校准，根据手动停机，机组制动投入到机组停稳的时间，整定时间继电器。

6.1.4由外接直流电源提供主励磁电源。

6.1.6 确认发电机电流二次回路接线正确，接点接触良好，CT备用二次线圈短接良好。

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6.1.7 装入转子集电环的碳刷，并检查每个碳刷的接触面不得少于75%。 6.1.8发电机保护退出，水机各保护投入，励磁控制及信号回路、FMK合闸电源投入。

6.1.9 测量并记录定子线圈及铁芯的原始温度。 6.2 自动拔出接力器锁锭，上位机操作自动开机。

6.2.1 记录中控室发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间。 6.2.2 监视自动化元件及电液调速器的动作情况。

6.2.3 监视冷却水、轴瓦温升、机组油槽油位等运行工况。 6.2.4 机组空转运行，待轴瓦温度稳定后，进行发电机短路升流。 6.3 发电机短路升流试验 6.3.1 发电机短路升流

a. 手动合灭磁开关。手动升流至25%IH，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。

b. 继续升流至50%IH，绘制发电机继电器保护及测量表计电流向量图，检查各测量表计指示的一致性，测差动继电器差电势、差电流。

c. 升流至100% IH，测量发电机轴电压，检查碳刷、集电环的接触工作情况。 e. 发电机IH下跳灭磁开关，检查灭磁情况，求取灭磁时间常数。

6.3.2 发电机短路干燥

a. 干燥前测量定子及转子绕组对地绝缘电阻和吸收比，若不满足(GB8564-88)规范要求，须进行干燥。

b. 短路干燥用控制定子电流的办法控制温升的速率5~8℃/h，最高不超过75℃，定子电流不大于50%IH。

c. 干燥过程每8小时测量一次绝缘电阻和吸收比，绝缘电阻稳定8小时可停止干燥，以速率8~10℃/h降温，降温到40℃时停机。

6.3.3 短路干燥期间进行调速器空载扰动试验，扰动量±8%周波，测定转速最大超调量、超调次数、转速摆动次数、调节时间等。接力器活塞摆动周期，选取调速器调整最佳参数。

6.3.4 短路干燥完毕，中控室操作自动停机联动关闭球阀试验。人员明确分工，监视各部自动化元件动作及停机全过程。

7. 发电机升压和发电机带主变及高压配电装置升压试验

7.1 试验前应准备的条件

7.1.1 短路试验停机后，对机组及附属设备、高压配电装置一次设备、二次控制保护设备全面检查，发现的问题处理正常。

7.1.2 拆除短路试验所装设三相短路线，110KV及35KV断路器、隔离刀闸、

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接地刀闸投切位置符合该项试验措施要求。

7.1.4 发电机、主变、母线、线路保护、控制、信号回路均投入，励磁调节器二次控制、信号回路投入，6KV、35KV、110KV电压互感器二次回路投入，检查二次保险完好，接触可靠。

7.2 自动开机，机组运行正常后，测量各互感器二次残压，检查对称性正常，进行发电机升压试验。升压分30%UH、60%UH、100%UH三档进行。

7.2.1投入励磁主电源，机旁手动合FMK，手动起励，发电机升压至30%UH，检查以下各项：

a. 发电机一次母线、断路器、励磁变、电压互感器等一次设备带电运行正常。 b. 机组运行摆度、振动、温升应正常，滑环碳刷接触良好。

c. 测量电压互感器二次侧相序、相位、电压值及测量继电器电压端子电压值应正常，电压测量表计指示一致。

7.2.2 继续升压至60%UH，检查项目同8.2.1条。

7.2.3 在发电机额定转速下，升压至额定。检查低电压继电器的工作情况，各测量表计的指示应一致，测量机组各部的摆度和振动，测量记录发电机轴电压。

7.2.4 将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线。当发电机励磁电流升至空载额定值，测量定子最高电压。

8.2.5 分别于定子50%UH、100%UH下，跳开灭磁开关检查灭弧情况，录制示波图，求取灭磁时间常数。

7.2.6 发电机空载下励磁调节器的调整试验。 a. 励磁调节器起励，现地和远方操作均正常可靠。

b. 发电机空载下应在70%~110%UH范围内调节，平滑稳定。手动单元调节下限不高于20%UH，上限不低于110%UH。

c. 测量励磁调节器开环放大倍数值。

d. 检查励磁调节器投入，上、下限调节、手自动切换、带调节器开停机等工况下的稳定性和超调量。在阶段性干扰信号±8%时，发电机电压超调量不大于10%UH，振荡次数不超过2~3次，调节时间不大于5秒。

e. 带调节器发电机电压与频率特性测定，频率变化±1%，电压不大于±0.25%UH。

f. 调节器应进行低励限制、空励限制、断线、过电压、均流等保护的调整试验。模拟保护动作应正常。

7.2.7 发电机升压试验结束，降电压至最小值，跳开灭磁开关，退出励磁主电源，模拟机组过速事故停机。

7.3 发电机带主变及高压配电装置升压试验。

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7.3.1 全面检查6KV发电机电压设备、主变、110KV、35KV高压配电装置带电部分相间及对地之安全距离符合规范要求。

7.3.2 确认110KV及35KV各断路器、隔离刀闸、接地刀闸投切位置符合试验措施要求;主变低压侧断路器手车在断开位置;主变高压侧开关在断开位置，主变中压侧开关在断开位置，检查6KV母线PT、35KV母线PT、110KV母线PT二次保险完好，接触可靠;检查6KV、35KV、110KV各侧CT二次电流端子连接牢固，短接良好。

7.3.3 机组不带励磁自动开机正常后，合发电机出口开关、主变低压侧开关。投励磁主电源，合灭磁开关手动起励，升压分40%、75%、100%UH三档进行，在每一档下检查主变等一次设备的工作情况。

7.3.4 每一档下检查二次电压回路及表计指示、同期回路的电压值及相序相位。额定电压下进行同期回路各同期点的手准模拟试验。试验完毕，跳开主变低压侧断路器。

7.4.2 确认主变中性点接地刀闸投入，确认主变保护、控制、信号回路投入。 7.4.3 合主变低压侧断路器，对主变冲击3次，间隔10~15分钟，检查主变压器应无异状，主变差动保护及瓦斯保护应不动作。

7.4.5 试验结束，模拟主变保护动作事故停机。

8. 1#机与系统并列及带、甩负荷试验

8.1 1#机组空载并列试验。

8.1.1 检查同期回路，确认接线正确无误。

8.1.2 自动开机，运行工况正常，调速器、励磁调节器处于自动位置。自动合FMK，自动起励，发电机带主变升压至额定。

8.1.3 选择主变高压侧开关为同期点，以手准方式并列。进行模拟并列试验，确定手准同期工作的可靠性。

8.1.4 与电网联系，申请并网，正式进行并列，并列成功，让机组带轻负荷。 8.2 1#机带负荷运行试验

8.2.1 机组有功负荷按20%、40%、60%、80%、100%逐步增加。避开振动区，每阶段停留1-2小时。

a. 观察检查各仪表指示及机组各部位运转情况，尤其注意定子温升及冷却水投入的情况。

b. 密切与大坝管理所联系，注意坝前水位、蜗壳压力变化，保证机组运行于设计水头。

c. 检查各种负荷下，尾水补气装置的工作情况。

d. 观察在加负荷时有无振动区，记录振动范围，测量轴承、定子等振动量

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值，必要时进行人为补气试验。

8.2.2 机组带负荷下，励磁调节器试验。

a. 发电机有功功率分别为10%、50%、90%PH下，按要求调整无功功率从零至额定值，调节应平稳，无跳动。

b. 有功功率为10%、50%、90%PH下，检查自动励磁调节器各限制器及保护整定的正确性。

8.2.3 机组突变负荷试验

根据系统许可，使机组突变负荷，其变化量不大于15%PH，记录机组转速、蜗壳水压、尾水压力脉动、接力器行程和功率变化的数值，检验调速器负荷工况的最优调节参数。

8.3 1#机甩负荷试验

8.3.1 甩负荷试验前应具备的条件

a. 调速器参数选择在空载扰动试验所确定的最佳值。

b. 准备并调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程等监视仪表。

c. 确认所有继电保护及自动装置、控制、信号均已投入。 d. 自动励磁调节器的参数选择最佳值。

e. 试验指挥通讯系统完善，信号明确，并模拟试验，让所有工作人员清晰明白。

8.3.2 机组甩负荷试验在25%、50%、75%、100%PH下进行，录制甩负荷过度过程各参数变化曲线。

8.3.3 在每档突甩负荷情况下，监视励磁调节器的稳定性和超调量，最后一次甩100%额定满负荷时，电压超调量不能大于20%UH，震荡次数不超过3~5次，调节时间不大于5秒。

8.3.4 机组突甩负荷时，监视调速系统调节性能。校核导叶接力器紧急关闭时间，蜗壳水压上升率、机组转速上升率均应符合设计要求。

8.3.5 突甩100%负荷，调速器的动态品质应达到下列要求： a. 转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过2次。

b. 从接力器第一次向关闭方向移动起至机组转速摆动值不超过±0.5%为止，所经历的时间不超过40s。

c. 转速或指令变化，接力器不动时间不大于400ms。

9. 额定负荷下，进行调速系统、机组下列试验：

9.1 调速器低油压关闭导叶试验。

a. 将油压装置接点压力表事故下降接点调至12Mpa，切除油泵主电源，用

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排油降低油压至12Mpa，启动事故停机关闭导叶。

b. 监视事故下降接点接通、集油箱油位及蜗壳水压上升、尾水压力脉动等情况。

10. 以上项目试验结束，机组停机检查，进行72h带负荷连续试运行。

10.1 检查处理试运行中所发现的设备缺陷及存在的所有问题。

10.2 是否排空隧道、压力钢管、蜗壳内积水，检查水工建筑、压力钢管、机组过流部分和排水系统的情况，由启动委员会根据具体情况决定。

11. 停机检查处理工作结束，根据电厂正式运行值班制度，开机、并网，开始72小时带负荷连续试运行。

72小时试运行结束后,应进行机电设备的停机全面,消除并处理72小时试运行中所发现的所有问题,等全部处理完善后,方可开机进行交接验收。

云南明通建设监理罗松场河一级水电站项目监理部

二○○八年六月二十日

(备注：2#机单机同理)

第四篇：机组启动运行工作报告

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站

机组启动试运行

工作报告

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程机组启动试运行工作组

二〇一六年十二月八日三级泵站机组启动试运行工作报告

1试运行工作概况

根据《水利水电建设工程验收规程》(SL223-2008)和《泵站安装和验收规范》(SL317-2015)的有关规定，经请示平坝区水务局同意，2016年12月5日至7日，安顺市平坝区水利工程管理处主持进行了安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站工程试运行工作。安顺市平坝区水利工程管理处组织有关参建单位成立安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站机组启动试运行工作组，全权负责机组试运行工作。机组启动验收工作组委派部分专家指导机组试运行工作;机组试运行工作组设立机组试运行小组，负责试运行的具体操作。试运行现场工作结束后，工作组审查了施工单位关于机组运行情况的报告，并形成试运行工作报告。 2.泵站试运行的要求、启动程序和步骤 2.1 泵站试运行的要求

(一)设备安装单位认真做好试运行前一切准备工作;试运行人员需熟悉相应设备状况，严格执行操作规程、安全规程及操作程序。

(二)试运行中要服从统一指挥，统一调度，发扬协同作战精神，任何单位或个人不得自行其事。

(三)试运行中要做好各种数据的检测、记录工作，记录要准确真实，应尽可能的将试运行过程中的各种数据记录完整保存下来。各安装单位在试运行前要将需检测记录的项目、内容等制成表格，试运行记录每半小时记录一次，待运行基本稳定后，每小时记录1次。 2.2 启动程序和步骤

机组启动试运行由机组启动试运行工作组下达中间机组启动试运行开、停机命令。

(一)机组试运行程序

(1)机组试运行小组按《操作规程》对设备进行全面检查; (2)机组试运行小组向试运行工作组汇报设备检查情况及人员准备情况;

(3)机组试运行人员全部到位;

(4)试运行工作组组长向机组试运行小组签发开机令;总值班长按运行方案组织人员开机;

(5)机组试运行小组对开机过程中的设备运行工况进行观测，运行数据进行记录;

(6)若运行过程中设备出现一般异常情况，及时向工作组汇报，由工作组确定采取相应措施;若情况较严重应立刻采取措施、停机检修;

(7)按有关要求机组运行满足时间要求后，由机组试运行小组向工作组汇报，由组长向机组试运行小组发出停机令;

(8)机组试运行工作组组织机组试运行验收并形成试运行工作报告。

(二)运行方案

(1)运行方式：根据《泵站安装及验收规范》(SL 317—2015)“机组验收要求单台机组带负荷连续运行24小时(含无故障开停机三次)或7天内累计负载试运行时间48小时，在此期间开、停机不少于三次”的要求，结合三级泵站的情况，采用单机连续运行24小时的方式进行机组试运行。

(2)泵站试运行开机顺序为1#水泵组、2#水泵组，试运行时间安排见试运行记录表，临时调整根据现场情况，由泵站试运行现场工作组技术负责人决定。泵站试运行具体要求如下：

(1) 机组启动阶段：1#机组启动时间为2016年12月5日10时，第一台机组试运行结束后，进行2#机组试运行。

(2) 无故障停机阶段：机组进入正常运行后，即可进入无故障停机阶段。无故障停机和重新启动的间隔时间应不少于15分钟，但最大间隔时间应不大于1小时。

(3) 扫尾阶段：12月6日10点以后，连续运行时间满24小时的机组即可停机，遂进行2#机组运行。

(四)试运行操作

详见《机组启动运行操作规程》。 (五)事故停机

下列各种情况发生，必须紧急停机当发生以下情况之一者，应紧急停机：

(1)电气设备发生火灾或严重设备事故、人身事故; (2)主机组运转声音异常;

(3)主机组突然发生强烈震动或主泵内有清脆的金属撞击声; (4)主机组温度急剧上升并超过规定值; (5)液压系统有故障，危及安全运行; (6)上、下游河道发生人身事故或险情。 3本次验收范围及设备情况

主机泵：一用一备，共二台。型号：D46-50×4，额定流量：46m3/h，额定扬程：200m。

变压器：主变1台，型号S11-80-10/0.4kV，额定容量80KVA干式变压器,。

开关柜1台，型号：GGD1; 配电箱1台，型号：PZ30;

水泵软启动控制柜1台，型号：K-45-2B-R;

水处理设备(二氧化氯发生器)1台，型号：YYZ-200; 远程控制系统1套。 4泵站试运行

4.1试运行工作组会议

2016年12月5日8时，试运行工作组联合专家组召开了会议，听取了安顺市平坝区水利工程管理处关于试运行开机准备的情况汇报，并按《水利水电建设工程验收规程》(SL223-2008)和《泵站安装和验收规范》(SL317-2015)的要求，对机组启动试运行条件进行了严格审查，部署了开机的相关内容和要求，审查了有关资料，会议认为：

(1)与机组启动运行有关的建筑物已全部完成，并已通过分部工程验收;

(2)与机组启动运行有关的金属结构安装完成，并经过试运行; (3)机组和附属设备安装完成，经调整试验分部试运行，满足机组启动运行要求 ;

(4)必须的输配电设备安装完成，送(供)电准备工作已就绪，通信系统满足机组启动运行要求;

(5)机组启动运行的测量、监视、控制和保护等电气设备及自动化控制系统已安装完成并调试合格;

(6)有关机组启动运行的安全防护和厂房消防措施已落实，并准备就绪;

(7)按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其它机电设备已能满足机组启动运行的需要;

(8)运行操作规程已经编制;

(9)运行人员的组织配备可满足启动运行要求; (10)水位和引水量满足机组运行要求。

试运行工作组一致认为三级泵站已具备试运行条件，同意安顺市平坝区水利工程管理处上报的泵站试运行方案，并确定12月5日10时，机组可正式启动。

4.2 试运行过程

4.2.1本次试运行进行了单机运行，按正常开机和无故障停机的规范要求，结合本工程特点，机组启动运行全过程为手动操作。

4.2.2 主机泵开停机过程本次启动工作于2016年12月5日正式开始，由机组启动试运行工作组发布启动命令，开机次序为31#、2#。机组试运行具体开、停机情况分述如下：

1#主机泵于2016年12月5日10：00开机至12月6日10：30试运行结束停机，期间主动开、停机3次，1#机连续运行时间为24小时30分;

2#主机泵于2016年12月6日10：40开机至12月7日10：50试运行结束停机，期间主动开、停机3次，2#机连续运行时间为24小时10分;

2台机组泵单机连续运行时间均满足规范要求，试运行期间水泵组运行平稳，设备主要技术参数均符合规范要求，现场测试水泵机组单机流量均大于设计流量46m3/h，并达到按装置模型试验成果换算的原型机组相应的扬程下的流量和装置效率值，达到了招投标文件的要求。

机组试运行过程及运行时间见附件。 5系统运行情况

5.1电气设备运行情况

试运行期间，变压器、10KV高压输电线路、低压开关柜、配电箱、水处理设备(二氧化氯发生器)、水泵软启动柜运行正常。

5.2 建筑物工程观测

试运行期间通过对泵房、调节前池、输配水管道进行观测，未发现异常情况。 6试运行结论 6.1 本次泵站机组启动试运行严格按照有关规程、规范进行。组织机构健全，人员分工明确，责任到位。开停机严格执行操作票制度，发令、受令、操作、监护均明确到人，保证了试运行规范、有序进行。

6.2 试运行过程中，二台主机泵均一次启动成功，启动平稳，运行期间设备运转稳定、正常，各仪表指示基本正确，机组各部位运行正常，运转过程中振动值、噪音均满足规范和标书要求;泵房内噪音较大。单机运行时间满足规范规程要求;泵站远程控制系统界面清晰，操作简便、可靠，数据显示正确。主要设备技术性能指标及主要技术参数达到合同的要求;土建部分能满足设计要求，运行过程中未发现异常情况。

6.3 根据试运行情况及对参建各方提供资料的审查，试运行工作组认为抽水站机组已具备运行使用条件。 7存在的问题

无 8附件

8.1机组试运行工作组名单 8.2机组试运行小组人员名单 8.3机组试运行记录表